黔北电厂MFT 动作跳机分析报告.docx

黔北电厂 MFT 动作跳机分析报告【事故经过】2004 年 4 月 13 日，五值早班，#1 机组 300MW 负荷运行，500 kV、串环网运行，黔鸭、回运行，#1 启备变热备用，A、B引风机，A、B 送风机，A、B 一次风机，B、C、D 磨及 A 密封风机运行，B密封风机备用，A 磨检修，炉侧除一次风自动外，其余自动均投入，主汽压力 15.58MPa，主汽温度 537，再热汽温 540，再热汽进出口压力3.6/3.4 MPa，氧量 4%，送风量 2030km3/h，主蒸汽流量 910t/h，给水流量923t/h。12 时 22 分，工业电视突然变暗，炉膛负压变负至满档，煤火检火焰全部丧失，集控事故音响发出，全炉膛熄火 MFT 动作，锅炉设备联动正常，汽机跳闸，机组负荷到零，5011、5012 、FMK、6101、6103 开关跳闸，发电机定子电压电流，转子电流为 0，黔鸭、回有功分别降为140MW，检查 6kV1A/1B 段快切成功， 380v 厂用电系统正常，减温水调门关闭，汽机转速下降，交流油泵联启正常，各高中压主汽门、调门关闭，各段抽汽逆止门、电动门联动正常，疏水气控门联开正常。高旁减压阀联开 50%，高喷减温水未开，造成高旁后汽温达 390，联关高旁，派人到就地手动开启高旁减温水，将高旁后汽温降到 390以下后，再开启高旁；低旁减温水联开 35%，低喷联开 30%。锅炉抢合电泵成功，将汽包水位补至正常，收小引、送风，送风量收至 900km3/h，辅汽联箱汽源切为#2 机再热冷段供， 汽机将 A 汽泵汽源倒为辅汽联箱供， 冲转至 3100r/min 备用。B 汽泵在惰走过程中因主泵吐出端密封液温度高跳闸。调整轴封汽压力并切为辅汽供，调整各加热器、凝结器、除氧器水位正常。查看 MFT 首出为“全炉膛熄火”， 汽机首出为“锅炉 MFT 动作”， 检查发变组保护柜“热工保护，程跳逆功率，发电机定子接地保护（三次谐波电压）”信号发出，检查发电机主变、高变、#1 启备变 、励磁小室及 5011、5012 开关正常，退出#1发变组 A 柜失步 t2 压板 17XB，失磁 t2、t3 压板 18XB，失磁 t4 减出力压板 19XB，失磁 t4 切厂用电 20XB，#1 发变组 A 柜逆功率压板 7XB，投入#1发变组 B 柜起停机保护压板 18XB。确认设备无异常后，开始恢复。12 时30 分，吹扫完成，油检漏走旁路、投入 3 支油枪运行，12 时 28 分，主机转速 1200r/m，启动顶轴油泵 A 运行；12 时 36 分，机组转速 588r/m ，重新挂闸冲转，此时主汽压力 16.22 MPa，再热汽压 1.47 MPa，主、再汽温502535，真空-83.5kPa，12 时 44 分，机组达全速，但此时转速波动较大， 开旁路泄压， 13 时 08 分， 主汽压力 7.77 MPa， 再热汽压 0.17 MPa ，主汽温 445.3，再热汽温 44，用 ASS 同期选择 5011 开关并网成功，投入#1 机发变组相应保护压板，手动加负荷大于 8MW，投入 13 支油抢运行，启 A 密风机，A、B 一次风机运行，启 B 磨运行，投入 DEH 功率回路升负荷， 13 时 30 分， 机组负荷 50MW， 冲转 B 小机， 13 时 50 分， 达 3100r/m作备用。13 时 15 分，检同期合上 5012 开关，负荷达 2W 时投入#1 发变组A 柜逆功率压板，断开#1 机同期装置电源，全面检查发变组保护柜正常，发电机本体及主变、高变本体及冷却器工作正常，检查励磁小室，500kV网络继电器室各保护装置正常、5011、5012 开关油压汽压正常；13 时 43分，负荷 110MW 时，大旁路切换为主给水,启 C 磨运行，检查快切装置正常，切换 6 kV 1A、1B 段为高厂变供电；13 时 45 分，负荷 120MW，倒各加热器疏水为正常疏水, 将电泵倒为 A 汽泵运行,电泵旋转备用,A 汽泵汽源切为本机供,负荷 150MW 将 B 汽泵并列运行,14 时 05 分，负荷 180MW，将轴封汽切为自密封。启 D 磨运行，逐渐退出油枪运行，14 时 28 分，机组负荷 270MW，机组恢复正常运行。 【事故原因】由于近期吹灰器调整门坏，无法调节压力，至使锅炉吹灰效果不好，造成锅炉垮灰，煤火焰丧失，MFT “全炉膛熄火”保护动作。 【经验教训】 1.经验不足， 事故处理有些慌乱，尤其是水位调整波动大。最高6mm 最低-167mm.，所以，值班员在调节水位时，应及时对照给水泵流量、压力，再循环门位置，高旁开度及电机电流等参数综合考虑，在此次操作过程中，我们就发生过给水流量只有20t/h 以及电泵电流短时超限的情况；2.旁路保护不能